关于电网调度自动化系统相关问题的探讨

李振斌 李荣华 曹新颖

摘 要：电网调度是为了保证电网安全稳定运行、对外可靠供电、各类电力生产工作有序进行而采用的一种有效的管理手段。随着现代社会的迅猛发展，电网规模的不断扩大，电网调度对于电网的安全稳定运行具有越来越重要的作用，这其中，电网调度自动化系统作为电网调度最关键部分，能使调度人员统观全网，有效的指挥电网的安全、稳定和经济运行，在电网调度和电网运行中有着很重要的作用。伴随着电网调度技术的不断发展，实现电网调度自动化已成为调度现代电网的重要手段。

关键词：电网调度；自动化系统；安全；技术；运行

前言

电网调度自动化系统是基于计算机、通信、控制等技术的自动化系统的总称，是在线为各级电网调度机构生产运行人员提供实时电力系统运行信息的数据处理系统，它为电网调度运行人员提供了分析决策工具和控制手段，其安全、稳定、可靠的运行对于保证电网安全运行，提高供电可靠率，保障电能质量具有十分重要的意义。

1 电网调度自动化系统的作用和功能

1.1 电网调度自动化系统的作用

电网调度自动化系统在电力系统中的主要作用是用于监视、控制整個电网运行状态的。在正常状态下，电网调度人员通过制定运行计划、运用计算机监控系统实时的收集和处理各种电力系统的运行信息，通过在线安全监视和安全分析，使系统处于最优的运行状态。

1.1.1 对电网安全运行状态进行监视

在电网正常运行时，调度人员通过监视和控制电网的周期波形、潮流、电压、负荷和出力等各方面的工况指标，加上之前确定的各项预防性措施，对可能出现的紧急状态提高处理能力，使之符合规定，从而保证电网系统的安全运行，保证合格的电能质量。

1.1.2 对电网运行实现安全分析和事故的处理

导致电网系统发生故障或不正常运行的原因有很多，因素也很复杂。电网的故障过程十分迅速，如果不能及时的进行预测、判断或者处理不恰当，有可能会危及人身和设备的安全，甚至使整个电网系统的瓦解崩溃，造成大面积的停电事故，带来严重的经济损失。由此看来，在整个电网运行系统中必须增强调度自动化手段，实现对电网运行的安全分析，提供事故处理对策和相应的监控手段，防止事故的发生以便处理事故，避免事故造成重大的损失。

1.2 电网调度自动化系统的功能

调度自动化系统的功能主要可分为数据采集和系统监控以及能量管理两大部分。

1.2.1 数据采集和监视功能

数据采集和监视功能主要是完成信息采集、传输、监视和控制，通过人机界面实现对系统的在线安全监视，并有越限告警、记录、打印制表、事故追忆、系统自身监视等工作。另外还包括对系统中的重要开关进行遥控、对有载调压变压器、调相机、电容器等设备进行调节或投切，并完成记录、统计、制表等日常工作。随着调度自动化的发展，把原来独立的频率及有功自动调节系统以及自动发电控制和经济调度包括进来，最终扩展成为了AGC/ED功能。

1.2.2 能量管理功能

随着电力系统规模的不断扩大和接线更加复杂，仅仅监视电网运行工况是远远不够的，近年来在网络和通信技术的支持下发展成包括SCADA、AGC/ED、PAS、DTS的能量管理系统。伴随着电网互联和电力改革的步伐的加快，对电网运行调度和控制的要求提出了许多更高更新的要求，传统的能量管理的概念、结构和功能都将发生很大的变化，在一定程度上也将推动电网调度自动化系统的变革。

2 电网调度自动化系统的构成分析

电网调度自动化系统主要由三部分构成，即主站系统、自动化系统、数据通讯系统。电网调度自动化系统不仅运用了现代自动控制技术，还将计算机技术和数据网络通讯技术等多种高新技术融入其中。通过综合利用现代自动控制技术、电子计算机技术和远程通信技术，实现电力系统调度自动化。

电网调度自动化系统控制着整个电网的运行，是电网的控制核心，保障着电网的安全稳定运行，同时还能预防电网短路故障，对电网故障进行快速恢复。尽管在电网中，有继电保护和自动装置等就地装置保护电力系统的安全稳定运行，但仅靠这些就地装置不能保证万无一失，电网需要有更加可靠地系统来保护电网的安全。电网调度自动化系统就是通过全局故障信息来预测，分析电网系统的运行情况，从而根据实际情况对系统中出现的各种复杂的问题进行处理的，因此电网调度自动化系统有着很高的可靠性，在电力系统中有着不可取代的作用。

3 电网调度自动化系统的结构

电网调度自动化系统按其功能可以分为如下四个子系统：信息采集与命令执行子系统、信息传输子系统、信息采集处理与控制子系统和人机交联子系统。

3.1 信息采集与命令执行子系统

该子系统是指设置在发电厂和变电站中的子站设备、遥控执行屏等等。子站设备可以实现“四遥”功能，包括：采集发送电力系统运行的实时数据和事故追忆报告，采集并发送电力系统继电保护的相关动作信息、断路器的状态信息及事故顺序报告，接受并执行电网调度人员从主站发送的命令，完成对断路器的分闸或合闸操作，接受并执行电网调度人员或主站计算机发送的遥调命令，调整发电机功率。

3.2 信息传输子系统

该子系统主要完成主站与子站设备之间的信息交换及各个调度中心之间的信息交换。信息传输子系统是一个非常重要的子系统，信号的传输质量往往会影响整个调度自动化系统的质量。

4 调度自动化系统的发展过程

20世纪30年代，电力系统就有了集中式自动调频和机电型远动装置；20世纪60年代开始用计算机实现SCADA、AGC/EDC功能；我国调度自动化始于70年代。70年代基于专用计算机和专用操作系统的SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）系统，如SD 176；20世纪80年代基于通用计算机的EMS（Energy Management System）系统，如四大网引进系统，VAX/VMS的SCADA/EMS系统；20世纪90年代基于RISC/UNIX的开放式分布式EMS/DMS（ Distribution Management System）系统，如：RD 800、OPEN 2000、SD 6000、CC 2000等；进入21世纪以来，遵循IEC 61970 CIM（Common Information model）/CIS（Component Interface Standard），以采用JAVA、因特网、面向对象技术、综合考虑电力市场环境中安全运行及商业化运营要求等为特征的新一代EMS系统，如OPEN 2000E、TH21000等。

参考文献

[1]王明俊.电网调度自动化系统的实用化和商业化问题[J].电网技术，1993.

[2]高纪湘.电网调度自动化系统基础介绍[Z].

[3]国家电力调度通信中心.智能电网调度技术支持系统建设框架[Z].2009.

作者简介：李振斌（1982-），男，工程师，硕士，毕业于天津大学，长期从事电力系统运行与控制、电网调度计划工作，现就职于国网天津市电力公司调度中心。